El gas natural necesita a la industria…

 

Los últimos 50 años

Conocer de donde se viene, y la particular historia que nos ha traído hasta donde estamos, siempre nos ayudará a contextualizar cualquier tema en el que queramos profundizar. El caso del gas natural en España no es una excepción.

 

La historia del gas natural en España se remonta a febrero de 1969 momento en que el primer barco de GNL (gas natural licuado), procedente de Libia, llegó al puerto de Barcelona. En 1972 se crea ENAGAS cuyo cometido es implantar y extender el uso del gas natural en el país con el desarrollo, mantenimiento y operación de la infraestructura gasista. En 1974 el GNL llega también desde Argelia y a partir de mediados de los años 80 se inicia la puesta en marcha del resto de plantas de GNL. En ese momento, el consumo de gas natural en España era de unos 20 TWh anuales y el mercado estaba regulado. En 1996 entra en funcionamiento el gasoducto del Magreb a través del cual llega por Tarifa el gas argelino. No fue hasta 1999, con un consumo anual de unos 155 TWh que se inicia la apertura del mercado.

 

En 2000 las comercializadoras aplican un descuento de apenas un 0,5% sobre la tarifa regulada para los industriales. En 2001, con la llegada de nuevas comercializadoras los descuentos oscilan entre el 0,5% y el 1%. En 2003 el mercado se liberaliza y la agresividad en las estrategias comerciales está en pleno auge con descuentos que se sitúan ya entre el 6% y el 10%. En 2004 la guerra de precios es total y los descuentos ya alcanzan cifras entre el 11% y el 25%, respecto a la tarifa regulada. Sin embargo, en octubre de ese año se produce un colapso del sistema y no hay gas suficiente para un consumo que alcanzó los 300 TWh anuales. El colapso lo produjo el arbitraje que se produjo en el GNL. Algunas comercializadoras cancelaron sus contratos de suministro en España -con el abono de la penalización correspondiente según contrato- y desviaron sus barcos de GNL a terceros países obteniendo un mayor beneficio en su cuenta de resultados. Los consumidores de más de 100 GWh de consumo anual no se pudieron refugiar en la tarifa regulada y debieron buscar alternativas, a precios que en alguna ocasión casi duplicaron el valor de la tarifa industrial regulada. En 2006 los grandes consumidores empiezan a comprar gas natural mediante fórmulas indexadas a los productos petrolíferos y al tipo de cambio euro/dólar. Son las fórmulas “cost plus”.  En 2007 todos los clientes industriales ya compran mediante fórmulas “cost plus” más competitivas que las del año anterior y los antiguos contratos a tarifa se declaran no válidos. En 2008 el negocio del gas natural se estabiliza y aparecen los hubs de gas: el NBP (National Balancing Point) británico inicia su andadura. El consumo anual de gas en España alcanza su máximo con más de 450 TWh, del cual el 72% entra como GNL.

 

Un hub de gas hace referencia a una ubicación, ya sea física o virtual, en la que un conjunto de agentes (transportistas, traders, consumidores…) pueden intercambiar productos y servicios, tanto físicos como financieros, relacionados con transacciones de gas (transacciones físicas, capacidad de transporte y almacenamiento de gas). El precio del gas se establece en función de sí mismo y no referenciado a los productos petrolíferos que disponen de otros mercados y otros costes de extracción.

 

En 2011 el hub de los Países Bajos, TTF (Title Transfer Facility), empieza a operar. Es el primer hub donde el precio se establece directamente en euros. En ese mismo año se pone en funcionamiento el segundo gasoducto que conecta directamente con los yacimientos de Argelia: Medgaz. Un año más tarde, en 2012 se dan los primeros pasos para crear un hub Ibérico. Entre 2013 y 2014 empiezan a aparecer los primeros contratos de gas indexados a TTF. En diciembre de 2015 arranca la andadura de MIBGAS.

 

La industria compra gas

El coste total de gas natural responde a dos conceptos diferenciados: la cantidad que se consume y cómo se consume. Dichos conceptos se asocian, respectivamente, a la tradicional fórmula binómica del precio del gas natural que consta de un término variable, en función del volumen de gas consumido, y de un término fijo, en función de cómo se consume el gas, es decir, la capacidad diaria que se contrata de gas natural.

 

El término fijo se basa en unos valores (peajes y cánones de gas natural) regulados con los que se deben satisfacer los costes de los servicios que presta el sistema. A ello se debe añadir entre 1 y 2 €/MWh, en función de la tipología del consumidor, que también son valores regulados y, en este caso, se recaudan con el término variable.

 

La mayor parte del valor del término variable corresponde al precio de la molécula. Aquí es donde intervienen los diferentes índices que pueden componer una fórmula de suministro de gas natural, ya que no es habitual que la industria compre directamente a un precio fijo. Entre los índices que configuran las fórmulas hay: los productos derivados del petróleo como el gasoil o el fueloil (ya sea en el mercado mediterráneo o del norte de Europa), el petróleo en base al Brent Dated (precio de referencia del petróleo en Europa) y, lógicamente, el tipo de cambio euro/dólar, debido a que dichos índices están referenciados al dólar estadounidense. Desde la puesta en marcha de los diversos hubs europeos, aparecieron en las fórmulas el índice TTF y más recientemente MIBGAS. Incluso, para aquellos consumidores que disponen equipos de cogeneración, también se pueden realizar fórmulas que indexen el gas al precio de la electricidad, uno de los productos, junto a la energía térmica que se obtiene con la citada tecnología.

 

A la complejidad del precio se añaden temas contractuales que van desde la forma de pago hasta las cláusulas de “take or pay”, con penalizaciones si no se llega a un consumo mínimo o bien se excede de un consumo máximo establecido.

 

Por último y no menos trivial nos encontramos en que la parte regulada no es tan regulada como pueda parecer. El sistema gasista engloba las actividades que presta, es decir recibir el gas, almacenarlo, gestionarlo y llevarlo hasta el punto de consumo, en cuatro bloques. Estas actividades tienen que ver con la forma en que llega el gas a España y en cómo se aprovisionan las diferentes comercializadoras. Las actividades corresponden a regasificación, transporte, distribución y almacenamiento subterráneo. Estas actividades se retribuyen a partir de los peajes, tanto los recaudados por el término fijo como por el término variable.

 

La actividad de regasificación comprende, a su vez la descarga de los buques de GNL, el almacenamiento de GNL, la actividad propia de regasificación del gas natural, la carga de cisternas de GNL entre otras. La actividad de transporte agrupa el servicio de entrada y de salida de la red de transporte. La actividad de distribución, o de acceso a las redes locales, consiste en el derecho del uso de las infraestructuras necesarias para transportar el gas desde los puntos de salida de la red hasta los consumidores finales.

 

Por último, la actividad de almacenamiento subterráneo, más vinculada a aspectos estratégicos y seguridad de existencias a nivel de país, cuya retribución y por tanto los peajes, los fija directamente el Ministerio al ser una actividad excluida del régimen retributivo del sistema de gas natural.

 

A efectos prácticos, una comercializadora que se aprovisione por GNL repercutirá a sus clientes los peajes de regasificación, transporte, distribución y almacenamiento subterráneo. Mientras que una que se aprovisione directamente en PVB (punto virtual de balance) sólo debería repercutir el peaje de distribución y el de almacenamiento subterráneo en determinados casos.

 

En definitiva, la compra de gas para la industria evolucionó de tener una tarifa y como mucho negociar un descuento, a adentrarse en fórmulas complejas que no siempre estaban referenciadas a la realidad de la industria consumidora. Esto último era, y es, un verdadero quebradero de cabeza para los responsables de comprar el gas natural que precisa la industria en la que trabajan, ya que puede suponer una divergencia entre los costes de la industria y la forma en que puede repercutir sus costes a los productos que fabrica y ofrece.

 

La industria debe seguir comprando gas

En la memoria justificativa de la propuesta de resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia por la que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte, distribución y regasificación de gas para el año octubre 2020- septiembre 2021, se prevé un consumo de gas natural para 2020 de 320 TWh, repartidos entre casi 8 millones de puntos de consumo. La industria tiene una cuota aproximada del 45% repartida en algo más de 2.100 puntos de consumo.[1] La industria compra casi la mitad del gas natural que se consume en España.

 

Los retos a los que debe hacer frente la industria para su aprovisionamiento de gas natural se pueden resumir en: flexibilidad, adaptabilidad y gestión del riesgo.

Los contratos de suministro de gas natural deben recoger las necesidades particulares de cada consumidor industrial. Para ello las comercializadoras por una parte y el sistema por otro (recordemos que la industria consume casi la mitad del gas que circula por el sistema) deben dar respuesta a dichas necesidades, sin que ello implique inclinar la balanza de la competitividad de manera grosera en uno u otro sentido.

 

Hay que poner en práctica estrategias que permitan adecuar tanto el consumo (término variable) como la capacidad (término fijo) cambiante de los industriales (sólo hay que ver la volatilidad en las condiciones del consumo que ha supuesto la COVID-19 para no pocos industriales) y huir de las cláusulas de “take or pay” que encorsetan e hipotecan las cuentas de resultados. Tanto el sistema gasista como el mercado ofrecen alternativas viables para ello.

 

No hay una indexación mejor que otra. Cada una de ellas (básicamente bien al petróleo o bien a un hub de gas) evoluciona en consonancia con la particularidad de su propio mercado y no siempre discurren de forma paralela. Sirva como ejemplo la evolución histórica de dos fórmulas de aprovisionamiento de gas natural en PVB.

 

 

Evolución histórica de fórmulas indexada a Brent y TTF en PVB

 

Se hace necesario, por tanto, una diversificación y gestión del riesgo -limitar el impacto de la volatilidad de los mercados en la cuenta de resultados- que se adapte, una vez más, a las características particulares de cada consumidor industrial. Un requisito para la gestión del riesgo es que los índices que intervienen en las fórmulas deben tener un mercado líquido que facilite las coberturas (fijación de un precio para un volumen determinado que consumiré en el futuro) y las tomas de posición.

 

Una de las claves que ofrece flexibilidad, adaptabilidad y gestión de riesgos, además de transparencia en el precio es la indexación al hub de gas local, en este caso a MIBGAS. Aunque todavía le falta ganar en liquidez y en peso en cuanto a volumen negociado respecto al consumo de país, el precio está en consonancia con el TTF, hub de referencia para la zona Euro.

Más allá del departamento de compras

Los contratos de aprovisionamiento de gas natural para los consumidores industriales han pasado, en apenas 15 años, en ser una compra a partir de un precio regulado a una compra donde intervienen no pocos factores que requieren un conocimiento experto y actualizado. Hay que conocer la realidad de cada consumidor industrial y hacer un traje a medida que tenga en cuenta no sólo su consumo físico, sino también sus sensibilidades, las directrices de sus consejos de administración o sociedades matrices y su aversión al riesgo.

 

Como ya hemos incidido, hoy en día tanto el mercado como el sistema gasista ofrecen soluciones que pueden adaptarse como un guante a la realidad de cada consumidor industrial, pero hay que conocerlas y encontrar el interlocutor adecuado.

 

Ernest Valls

evalls@energialocal.com 

Responsable de Mercados y Gestión de Activos

ENERGÍA LOCAL